6110kV开关站运行规程总结.docx
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6110kV开关站运行规程总结
110KV开关站运行维护规程
1 范围
本标准规定了藤子沟水电站110KV系统的设备概述、运行方式、运行操作、维护检查、故障处理等内容。
本标准适用于藤子沟水电站110KV系统的运行维护管理。
2 引用标准
DL/T 596-1996电力工业部《电力设备预防性试验规程》
国电公司《高压开关设备管理规定》
能源部电力司《高压开关运行及维护规程》
DK/T621—1997《交流电气装置的接地》
110KV系统厂家设备技术资料
3 设备运行标准
3.1 设备概述及运行方式
3.1.1110KV开关站电气主接线为单母线接线,联接1#、2#主变和1#、2#线路，2#线路至石柱湖海变电所，1#线路间隔暂预留。
3.1.2110KV开关站由断路器、隔离开关、接地刀闸、电压互感器、电流互感器、避雷器、母线等设备组成。
3.1.3110KV断路器为SF6断路器，操作方式为远方电动操作，操作机构为弹簧操作机构；隔离刀闸为水平断口折叠式户外交流高压隔离开关，操作方式亦为远方电动操作；接地刀闸为手动操作方式。
3.1.42#线路B相接有阻波器、结合滤波器用于载波通讯，线路电容式电压互感器用于线路同期。
3.1.5发电机、变压器采用单元接线。
3.2设备主要参数
3.2.1SF6断路器技术参数：
表1SF6断路器技术规范
序号
项目
单位
参数
1
型号
LW-126
2
设备编号101DL、102DL、151DL、152DL
3
额定电压
kV
126
4
额定电流
A
3150
5
额定频率
Hz
50
6
额定短时耐受电流
kA
40
7
额定短时工频耐受电压
kV
230
8
额定雷电冲击耐受电压
kV
550
9
额定峰值耐受电流
kA
100
10
额定短路持续时间
s
4
11
断路器操作方式
三极联动
12
质量
Kg
1300
13
生产厂家
重庆泰高博森电气有限公司
表2SF
断路器操作机构技术规范
序号
项目
单位
参数
1
型号
CT110型
2
断路器机械寿命
次
3
额定合闸电压
V
AC220
4
合闸电流
A
2A
5
额定分闸电压
V
AC220
6
分闸电流
A
1A
5
储能电机额定电压
V
AC220
6
储能电机额定功率
W
500
7
SF6气体压力额定压力（20℃）
MPa
0.6
8
SF6气体报警压力（20℃）
MPa
0.55
9
SF6气体闭锁压力（20℃）
MPa
0.50
14
生产厂家
重庆泰高博森电气有限公司
表3隔离刀闸及其操作机构技术规范
隔
离
开
关
设备型号
GW17-126DW
设备编号1011、1021、1511、1516、1521、1526
额定电压
126Kv
额定电流
1250A
额定峰值耐受电流（峰值）
80KA
2s额定短时耐受电流（有效值）
31.5KA
机械寿命
≥2000次
雷电冲击耐受电压
500KV
重量
450×3Kg
操
作
机
构
型号
CJ7AG4A1
控制电压
AC220V
分合时间
6S
操作方式
单相
电
动
机
型号
YTZ7114J
额定电流
1.65A
额定电压
380V
相数
三相
转速
1400r/min
额定功率
550W
绝缘等级
B级
重量
11.7Kg
产地
温州中球电机厂
表4主变中性点刀及操作机构
主
变
中
性
点
刀
闸
型号
GW13-72.5
额定电压
72.5KV
额定电流
630A
3S额定耐受电流
20KA
雷电冲击耐受电压
325KV
重量
100Kg
产地
河南平高电器有限公司
操
作
机
构
型号
CJ
电动机电压
AC380V
控制电压
AC220V
重量
43Kg
产地
河南平高电器有限公司
电
动
机
电机型号
Y7Z7124
额定电压
380V
额定电流
1.1A
额定功率
0.37KW
转速
1400r/min
cosΦ
0.72
接线方式
Y
频率
50HZ
噪省
65dB
质量
10Kg
产地
湘潭微特公司
表5氧化锌避雷器技术规范
设备名称
110kV母线避雷器
主变中性点避雷器
设备型号
HY5WL
-110/260
NY1.5WZ-72/186
额定电压（kV）
110
72
持续运行电压（kV）
78
58
额定频率（Hz）
50
50
持续电流（阻性）（μA）
250
节数（节）
1
残压（KV）
186
生产厂家
西安高压电器厂
表6电流互感器技术规范
设备名称
主变高侧及线路CT
主变中性点CT
主变中性点间隙CT
设备型号
LB6-110W
LR（B-35）
LZZB-10W1
数量（台）
12
2
2
额定电压（kV）
110
电流比
2×300／5
100/5
75/5
额定频率（Hz）
50
50
最高海拔（M）
1000
额定绝缘水平（KV）
126/185/450
12/44/75
额定短时热电流（KA）
3.5～15
6
额定动稳定电流（KA）
80～115
36
油重（KG）
165
总重（KG）
650
额定输出
50VA
20
15
准确级
10P15
5P5
10P
生产厂家
重庆高压开关厂
表7电压互感器技术规范
设备名称
110kV母线电压互感器
110kV线路电容式电压互感器
设备型号
JDCF-110W
TYD110/3-0.01HG
数量（台）
3
2
变比
KV
额定容量（VA）
50VA0.2级100VA0.5级
400VA3P300VA3P
150VA0.5级
100VA3P
额定频率（Hz）
50
50
绝缘水平（KV）
126/185/450
电容量（μF）
0.01
极限输出（VA）
2000
海拔（M）
1000
结线方式
Y／Y／Y
Y／Y／
3.3设备的运行操作
3.3.1设备操作的一般规定
3.3.1.1运行设备必须按《电力设备交接和预防性试验标准》的规定进行试验，并确认合格。
3.3.1.2 110KV系统设备检修后，应将安全措施（如接地线、标示牌、遮栏等）全部拆除，工作票收回后方可投入运行。
3.3.1.3 110KV系统设备运行方式应按调度命令执行
3.3.1.4 系统性高峰负荷或雷雨天气时，一般不应进行倒闸操作。
3.3.1.5 线路及母线充电，必须投入相应的继电保护；母线充电时还应投入母线电压互感器。
3.3.1.6 SF6气体压力降至闭锁压力时电动操作将自动闭锁。
3.3.1.7 线路送电时应先合上母线侧刀闸、后合上线路侧刀闸、再合上开关，停电操作与送电相反
3.3.1.8 严禁隔离刀闸带负荷操作，必须在开关断开后，方可合上或拉开；严禁用刀闸切合110KV环流电路或用刀闸拉合110KV空载线路和空载主变压器。
3.3.1.9 当无开关时，刀闸可进行如下拉、合操作：
3.3.1.9.1 分、合电压互感器、避雷器（设备故障时除外）；
3.3.1.9.2 系统无接地故障时，分合主变压器的中性点。
3.3.1.10 每台刀闸与地刀之间均带有防止误操作的机械闭锁装置，严禁擅自解除闭锁装置而强行对其进行操作。
3.3.1.11 停电时，应先停负荷侧开关，后停电源侧开关，送电时操作顺序相反。
3.3.1.12合线路接地刀闸前必须得调度命令并验明线路确无电压。
3.3.1.13 电压互感器短时停电，应退出相应保护。
3.3.1.14 操作中涉及到厂用电，应先倒换厂用电。
3.3.1.15 停电时，开关跳闸后，先拉开该开关两侧刀闸，然后断开回路控制电源。
3.3.1.16 110KV系统各开关合闸闭锁条件为：
储能机构未储能，SF6气体压力在0.50MPa以下，分闸闭锁条件为：
SF6气体压力在0.50MPa以下。
3.3.1.17 110KV系统刀闸合、分闸闭锁条件为相应开关在“合”位或该回路接地刀闸在“合”位。
3.3.1.18 110KV系统各接地刀闸分、合闸闭锁条件为对应的开关、刀闸在“合”位。
3.3.1.19 高电压设备接地装置绝缘电阻：
R≤250/I（I----计算用的接地故障电流），但不宜大于0.5Ω。
3.3.1.20 110KV系统电压变化范围：
±5%Ue。
系统各部分运行电流一般不允许超过其额定工作电流。
3.3.1.21 开关检修后，投入运行前必须作远方分、合闸试验。
分、合闸时应检查开关分合闸情况。
3.3.1.22 开关检修调试时，置操作方式开关于“就地”位置，再对开关进行分、合闸操作。
3.3.1.23 远方、现地操作刀闸或主变中性点地刀，如发现操作机构卡住、刀闸不动，应停止操作、查明原因。
3.3.1.25 当开关、刀闸、主变中性点地刀电动操作机构故障，需要手动操作时需经当值值长同意后方可操作。
3.3.1.26 手动操作刀闸、地刀时，必须两人进行，严格执行操作票制度；操作人员应戴绝缘手套。
3.3.1.27 母线停电检修，必须断开母线上所连接的开关及隔离刀闸，并合上母线接地刀闸。
充电前应启用母线保护。
3.3.1.28 运行时各开关、刀闸、主变中性点地刀各回路控制电源，电动操作机构动力电源均应投上，并将操作方式开关置“远方”位置。
3.3.1.29 线路事故跳闸后，应立即向值班调度员汇报，未得调度命令不得对线路试送电。
3.3.2 正常操作
3.3.2.1 110KV母线从藤湖线152DL充电操作
3.3.2.1.1 检查所有工作票已收回，临时安全措施已拆出；
3.3.2.1.2 检查110KV母线正常，藤湖线间隔和SF6气压正常并无其它异常现象；
3.3.2.1.3 检查备用线开关151DL在“分”位；
3.3.2.1.4 检查藤湖线开关152DL在“分”位；
3.3.2.1.5 检查1#主变1B开关101DL在“分”位；
3.3.2.1.6 检查2#主变2B开关102DL在“分”位；
3.3.2.1.7 检查1#主变1B110KV母线侧刀闸1011G在“分”位；
3.3.2.1.8 检查2#主变2B110KV母线侧刀闸1021G在“分”位；
3.3.2.1.9 检查藤湖线母线侧刀闸1521G在“分”位；
3.3.2.1.10 检查备用线母线侧刀闸1511G在“分”位；
3.3.2.1.11 投入藤湖线保护电源及保护，投入各保护压板；
3.3.2.1.12 投入母线保护电源，各保护压板投入；
3.3.2.1.13 拉开藤湖线出线侧接地刀闸15260G并确认；
3.3.2.1.14 拉开藤湖线母线侧接地刀闸15230G并确认；
3.3.2.1.15 拉开110KV母线电压互感器接地刀闸19180G并确认；
3.3.2.1.16 拉开110KV母线接地刀闸1110G并确认；
3.3.2.1.17 投入母线PT刀闸控制电源和电动操作机构电源，将操作方式开关置“远方”位置；
3.3.2.1.18 合上110KV母线PT刀闸1918G并确认；
3.3.2.1.19 投入藤湖线刀闸控制电源和电动操作机构电源，将操作方式开关置“远方”位置；
3.3.2.1.20 投入藤湖线开关控制电源和电动弹簧操作机构电源，将操作方式开关置“远方”位置；
3.3.2.1.21 合上藤湖线母线侧刀闸1521G并确认；
3.3.2.1.22 合藤湖线出线侧刀闸1526G并确认；
3.3.2.1.23 联系调度给藤湖线充电；
3.3.2.1.24 无压合藤湖线开关152DL并确认；
3.3.2.1.25 检查110KV母线运行正常。
3.3.2.2 藤湖线送电（同期）操作
3.3.2.2.1 检查所有工作票已收回，临时安全措施已拆出；
3.3.2.2.2 检查藤湖线开关152DL在“分”位；
3.3.2.2.3 检查藤湖线间隔SF6气压正常并无其它异常现象；
3.3.2.2.4 检查110KV母线电压正常；
3.3.2.2.5 投入藤湖线保护电源，投入各保护压板（重合闸应停用）；
3.3.2.2.6 拉开藤湖线出线侧接地刀闸15260G并确认；
3.3.2.2.7拉开藤湖线母线侧接地刀闸15230G并确认；
3.3.2.2.8 检查藤湖线及其开关回路有无短路接地故障；
3.3.2.2.9投入藤湖线刀闸控制电源和电动操作机构电源，将操作方式开关置“远方”位置；
3.3.2.2.10 投入藤湖线开关控制电源和电动弹簧操作机构电源，将操作方式开关置“远方”位置；
3.3.2.2.11 合上藤湖线母线侧刀闸1521G并确认；
3.3.2.2.12 合上备用线出线侧刀闸1526G并确认；
3.3.2.2.13 同期合藤湖线开关152DL并确认；
3.3.2.2.14 检查藤湖线运行正常，并与调度联系启用相关保护。
3.3.2.3 藤湖线停电操作
3.3.2.3.1 断开藤湖线开关152DL并确认；
3.3.2.3.2 断开藤湖线出线侧刀闸1526G并确认；
3.3.2.3.3 断开藤湖线母线侧刀闸1521G并确认；
3.3.2.3.4 断开藤湖线开关控制电源和电动弹簧操作机构电源，将操作方式开关置“现地”位置；
3.3.2.3.5 断开藤湖线刀闸控制电源和电动操作机构电源，将操作方式开关置“现地”位置；
3.3.2.3.6 确认藤湖线线路无压，联系调度，合上藤湖线出线侧接地刀闸15260G并确认；
3.3.2.3.7 悬挂“禁止合闸，线路有人工作”的标示牌；
3.3.2.3.8 断开藤湖线保护电源，切除各保护压板。
3.3.2.4 110KV母线停电操作
3.3.2.4.1 倒换厂用电源至14B；
3.3.2.4.2 检查发电机组已停，机组出口开关1DL、2DL确在断开位置；
3.3.2.4.3 跳开1#主变高压侧开关101DL并确认；
3.3.2.4.4 跳开2#主变高压侧开关102DL并确认；
3.3.2.4.5 跳开藤湖线开关152DL并确认；
3.3.2.4.6 断开备用线开关151DL并确认；
3.3.2.4.7 断开1#主变110KV母线侧刀闸1011G并确认；
3.3.2.4.8 断开2#主变110KV母线侧刀闸1021G并确认；
3.3.2.4.9 断开藤湖线母线侧刀闸1521G并确认；
3.3.2.4.10 断开备用线母线侧刀闸1511G并确认；
3.3.2.4.11 断开110KV母线电压互感器刀闸1918G并确认；
3.3.2.4.12 断开各刀闸控制电源和电动操作机构电源，将操作方式开关置“现地”位置；
3.3.2.4.13 断开各开关控制电源和电动弹簧操作机构电源，将操作方式开关置“现地”位置；
3.3.2.4.14 确认母线无电压后合110KV母线接地刀闸1110G并确认；
3.3.2.4.15 悬挂相应的标示牌；
3.3.2.4.16 断开母线保护电源，切除各保护压板。
3.3.2.5 主变1B（2B）高压侧开关同期合闸操作
3.3.2.5.1 检查发电机1F（2F）保护电源投入，保护工作正常，各保护压板投入；
3.3.2.5.2 检查主变1B（2B）保护电源投入，保护工作正常，各保护压板投入；
3.3.2.5.3 检查主变1B（2B）高压开关SF6气压正常；
3.3.2.5.4 检查主变1B（2B）110KV开关101DL（102DL）在“分”位；
3.3.2.5.5 检查主变1B（2B）110KV母线侧刀闸1011G（1021G）在“合”位；
3.3.2.5.6检查主变1B（2B）10KV侧手车9011G（9022G）在“工作”位置；
3.3.2.5.7 检查10KVⅠ（Ⅱ）段母线电压互感器9918XG（9928G）手车在“工作”位置；
3.3.2.5.8 检查发电机1F（2F）出口手车9901G或（9902G）在“工作”位置；
3.3.2.5.9检查厂用变11B（12B、13B）高压侧开关11DL（12DL、13DL）在“分”位；
3.3.2.5.10 检查发电机1F（2F）出口开关1DL（2DL）在“合”位；
3.3.2.5.11 检查机组满足开机条件：
启动发电机1F（2F），建压至额定；
3.3.2.5.12 在上位机上同期合主变1B（2B）高压侧开关101DL（102DL）并确认；
3.3.2.5.13 按调度要求带机组负荷；
3.3.2.5.14 检查发电机、主变运行正常。
3.3.2.6 开关脱离备用操作
3.3.2.6.1 断开相应开关；
3.3.2.6.2 拉开开关两侧的刀闸；
3.3.2.6.3 现场检查开关在“分”位；
3.3.2.6.4 断开开关控制电源和电动弹簧操作机构电源，将操作方式开关置“现地”位置；
3.3.2.6.5 断开刀闸控制电源和电动操作机构电源，将操作方式开关置“现地”位置；
3.3.2.6.6 确认无电压后合上开关两侧的接地刀闸；
3.3.2.6.7 悬挂相应标示牌；
3.3.2.7 开关恢复备用操作
3.3.2.7.1 检查所有工作票已收回，临时安全措施已拆出；
3.3.2.7.2 检查开关SF6气压正常；
3.3.2.7.3 现场检查开关在“分”位；
3.3.2.7.4 拉开开关两侧的接地刀闸或接地线；
3.3.2.7.5 投入刀闸控制电源和电动操作机构动力电源，并将操作方式开关置“远方”位置；
3.3.2.7.6 投入开关控制电源和电动弹簧操作机构动力电源，并将操作方式开关置“远方”位置；
3.3.2.7.7 合开关两侧的刀闸。
3.3.2.8 110KV母线电压互感器停电操作
3.3.2.8.1 拉开母线电压互感器刀闸1918G，断开电压互感器二次侧空气开关；
3.3.2.8.2 停用与母线电压互感器相联的有关保护；
3.3.2.8.3 根据工作需要合上110KV母线电压互感器接地刀闸19180G并做好其它安全措施。
3.3.2.9 110KV母线电压互感器送电操作
3.3.2.9.1 检查所有工作票已收回，临时安全措施已拆出；
3.3.2.9.2 拉开母线电压互感器接地刀闸19180G；
3.3.2.9.3 全面检查母线电压互感器回路有无短路接地线及杂物；
3.3.2.9.4 启用与母线电压互感器相关的有关保护；
3.3.2.9.5 投上母线电压互感器二次侧空气开关；
3.3.2.9.6 合上母线电压互感器开关1918G；
3.3.2.9.7 检查母线电压互感器运行正常。
3.3.2.10刀闸、主变中性点接地刀闸、接地刀闸现地操作
3.3.2.10.1隔离开关、主变中性点接地刀闸的操作
3.3.2.10.2.1 ：
检查刀闸操作解锁条件满足；
3.3.2.10.3.2 将操作方式开关置于“现地”；
3.3.2.10.4.3 检查刀闸操作电源正常；
3.3.2.10.5.4 按下分.合闸按钮,监视刀闸运动到位，若电动操作无效，经核实无闭锁条件，可打开机箱右边侧门,用手力摇柄进行操作。
3.3.2.10.2接地刀闸的操作
3.3.2.10.2.1打开电磁锁；
3.3.2.10.2.2用手力摇柄进行操作.若电磁锁打不开应检查断路器及隔离开关是否在“合闸”位置被闭锁；
3.3.2.10.2.3操作完毕，检查地刀应分合到位，电磁锁及限位销应到位。
3.4 110KV系统设备运行的监视、检查及操作
3.4.1 110KV系统设备运行的监视、检查的方式及要求
3.4.1.1 110KV系统设备运行的监视、检查均在上位机上以参数及信号的方式进行。
3.4.1.2 110KV系统设备运行的监视、检查的要求
3.4.1.2.1 应随时监视110KV系统设备运行的参数及信号；
3.4.1.2.2 110KV系统设备运行的参数的检查应每小时进行一次；
3.4.1.2.3 110KV系统设备运行的参数的监视、检查应仔细、全面。
3.4.2 110KV系统设备投运后的监视、检查及操作
3.4.2.1 定期检查110KV系统设备的运行电压、电流、频率及负荷分配情况；
3.4.2.2 检查110KV系统设备的运行方式是否为规定的运行方式；
3.4.2.3 监视110KV系统设备有无保护及信号动作；
3.4.2.4 监视开关SF6气体压力是否正常。
3.5 设备巡检及定期维护
3.5.1 一般规定
3.5.1.1 巡视检查必须遵照《安规》（发电厂和变电所电气部分）的有关规定执行；
3.5.1.2 在巡视检查中发现设备故障，但并非危及人身、设备安全,应立即报告值长，通知有关人员处理,若需停机、停电的则应报告调度及有关领导；
3.5.1.3 运行人员应通过工业电视对运行中和处于备用状态的110KV系统设备作定期和不定期的巡视检查；
3.5.1.4 每班至少对运行中和处于备用状态的110KV系统设备进行三次现场巡视检查；
3.5.1.5 现场巡视检查应作好相关记录。
3.5.2 正常巡检内容
3.5.2.1 开关指示分、合位置是否与实际相符合；
3.5.2.2 检查刀闸及地刀的位置是否符合实际情况；
3.5.2.3 巡视检查内容
3.5.2.3.1刀闸和地刀在合闸位置触头应接触良好,有无发红、发热、放电,刀闸在断开位置距离是否合格,电磁锁锁销应在闭锁位置；
3.5.2.3.2SF6开关气体压力是否在规定范围,有无明显漏气,储能是否正常,断路器、隔离开关在“远方”位置,刀闸右边侧门可进行人力操作,当打开侧门进行人力操作时,电动操作回路自动切断,操作机构箱门应锁好,开关分、合闸指示是否正确；
3.5.2.3.3电压、电流互感器有无放电及异常声响,油位应在正常位置,是否漏油；
3.5.2.3.4避雷器有无异常,放电记录器动作与否,在雷雨后应进行检查记录；
3.5.2.3.5设备瓷瓶和母线悬式瓷瓶有无裂纹、破损,放电痕迹.雷雨后应重点检查；
3.5.2.3.6导线与设备的联结是否牢固,引线接头应无松动、过热、发红、放电现象,设备接地引下线有无锈蚀、断裂、烧伤现象；
3.5.2.3.7雨天、雾天应观察全站设备有无严重放电,夜间熄灯重点检查各引线接头,刀闸触头有无过热、发红,瓷瓶有无放电；
3.5.2.3.8大风天应检查架空线及母线有无摆动过大及挂落物,线夹附近有无扭伤及断股现象；
3.5.2.3.9各设备及附近现场应清洁无异物。
3.5.3 110KV系统设备在下列情况下应进行特殊检查
3.5.3.1 开关事故跳闸后；
3.5.3.2 高温季节高峰负荷期间；
3.5.3.3 检修后合闸使用前和合闸使用后；
3.5.3.4 雷击跳闸后。
3.5.4 定期维护的内容及方法
3.5.4.1 设备表面清扫；
3.5.4.2 各种控制柜和二次回路的检查
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